黃質昌，黃新平，賀菲，范英鋒

(中石化勝利石油工程有限公司測井公司，山東東營257096)

0 引言

低電阻率油層成因復雜，由于其低電阻率的特殊性，極具隱蔽性且不容易被發(fā)現，是儲層測井評價和研究工作的一個難點。核磁共振、成像、陣列感應測井等新技術由于測井費用昂貴、施工工期較長等因素制約了作為測井設計必測項目廣泛推廣使用。利用常規(guī)測井資料進行視地層水電阻率、視自然電位計算方法研究和組合應用，以及含水飽和度計算模型的優(yōu)化使用和地層流體性質判別參數的提取，使其能更準確有效地識別低電阻率油層、低油/水電阻率對比度油層是本項應用研究工作的主要目的。

1 雙自然電位重疊技術

1.1 技術原理

砂泥巖剖面地層中儲層的自然電位異常幅度與Rmf/Rw(泥漿濾液電阻率與地層水電阻率的比值)、泥質含量、儲層厚度和含油性等因素有關，但最主要受Rmf/Rw控制。儲層自然電位可近似表達為

式中，SP為自然電位，mV;Rmf、Rw分別為泥漿濾液、地層水電阻率，Ω·m;k為自然電位系數，無量綱，與地層溫度有關。

在厚度大于3m、巖性較純的砂巖儲層中，實際測量的自然電位比較接近理論計算的自然電位數值。利用式(1)對儲層進行分析，當Rmf/Rw為一確定值時，確定其自然電位異常幅度值基本上與儲層的含油性無關;而Rmf、Rw分別對沖洗帶淺探測電阻率(Rxo)和原狀地層深探測電阻率(Rt)有重要影響。一般情況下，儲層分別含水和含油時，其Rxo變化不會太大，而Rt變化較大，這為利用Rxo、Rt變化識別油水層帶來了可能。由Rmf/Rw聯想到Rxo/Rt，利用Rxo/Rt構造一條視自然電位與測量自然電位組合曲線指示儲層含油性的變化［1］，張曉明等［2］提出了類似的方法，參考他們提出的方法進行合理的推導分析。利用阿爾奇公式分別計算原狀地層和沖洗帶含水飽和度

由式(2)、式(3)相比取對數得

純水層靜自然電位(SPs)表達式

把式(5)代入式(4)得到

實際測井資料分析，當儲層厚度大于3m且泥質含量較低時，實際測量自然電位(SP)非常接近SPs，把 SP 代入式(7)得到

式中，Sw、Sxo分別為原狀地層和沖洗帶含水飽和度，小數;Rt、Rxo分別為原狀地層和沖洗帶電阻率，Ω·m;Rwe、Rmfe分別為地層水和泥漿濾液等效電阻率，Ω·m;φ為地層有效孔隙度，小數;ka為視自然電位系數，無量綱，可用純水層進行刻度求取;a、b、m、n為阿爾奇公式中的系數和指數，無量綱，與地層的巖性、孔隙結構和巖石的潤濕性等因素有關，由巖石物理實驗室測量求取。

式(8)中ka取正值。當儲層為水層時，Sw=Sxo，則 SPa=SP;當儲層含油時，Sxo＞ Sw，則 SPa＞SP，這就是雙自然電位重疊指示儲層含油性的技術原理。實際應用中，刻度系數ka可選擇純水層進行計算，使SPa=SP即可得到ka。雙自然電位重疊技術計算方法簡單，關聯參數少，輸出結果直觀明了，實用性較強。其不足之處是在井眼擴大較嚴重的地層，沖洗帶電阻率的測量易受泥漿的影響，測量誤差較大，導致計算結果的可靠性降低。

1.2 應用技術要點

(1)為了便于多參數綜合評價技術的使用，當測量自然電位出現負值時，應對整個測量井段的自然電位進行平移，使測量自然電位數值大于0，同時對區(qū)塊自然電位泥巖基線進行標準化;計算的視自然電位應以測量自然電位的泥巖基線為準進行整體平移，到達兩者泥巖基線的統一。

(2)由于深-淺電阻率曲線的縱向分辨率比自然電位高，用其計算的視自然電位縱向分辨率也比自然電位高，即SPa與SP曲線形態(tài)的匹配性差一些，需要對SPa曲線進行濾波處理，一般可選擇5點或7點濾波較為合適，經濾波后2條自然電位曲線形態(tài)匹配會更好。

(3)進行測井數據處理時，視自然電位刻度系數ka的選取井段距離不要太長，要依據純水層SP幅度的變化進行適當的調整。

2 雙視地層水電阻率重疊技術

2.1 技術原理

根據阿爾奇公式，砂泥巖剖面儲層的視地層水電阻率公式有

在水層，由于 Rt=R0，則 Rwa，Ar=Rw;當儲層含油時，由于 Rt＞ R0，則 Rwa，Ar＞ Rw，這是雙視地層水電阻率重疊識別油、水層的技術原理。獲得地層水電阻率一般有2種方法。第1種是通過試油資料獲得的地層水總礦化度、水型和溫度數據，再利用相關的圖版和經驗公式計算得到。使用這種方法進行數據處理時需要先人工計算Rw值，然后以參數輸入的形式實現Rw的輸出。第2種方法是利用自然電位曲線計算地層水電阻率，是本文應用的計算方法。不分水層、油層進行連續(xù)計算，利用自然電位曲線計算得到的計算結果也稱之為視地層水電阻率(Rwa，sp);含油性對儲層的SP幅度影響較小，即水層與油層的SP 幅度比較接近，故在水層 Rwa，sp=Rw(即 Rwa，Ar=Rwa，sp)，在油層 Rwa，sp≈Rw(即 Rwa，Ar＞ Rwa，sp)。利用測量自然電位計算儲層視地層水電阻率的方法，洪有密論述，經過一系列的計算分別得到標準溫度下(24℃)的視地層水等效電阻率(Rwaen)、標準溫度下的視地層水電阻率(Rwan)，最后進行溫度校正得到地層溫度下的視地層水電阻率(Rwa，sp)［3］。視地層水礦化度(等效NaCl)計算公式

式中，Rwa，Ar、Rwa，sp分別為利用阿爾奇公式和自然電位計算的視地層水電阻率，Ω·m;C1、C分別為以ppm、mg·L－1為量綱的視地層水礦化度;T為地層溫度，℃。式(12)適用的礦化度范圍為5000～3.375 ×105mg·L－1。

2.2 應用技術要點

(1)Rwa，sp、C的計算均與地層溫度T有關，而T與地溫梯度(Tg，℃/100m)關系密切。對斜井進行測井數據處理時應對Tg進行斜深校正，把垂直的地溫梯度轉換為斜深的地溫梯度。

(2)在儲層的頂、底界面附近SP受圍巖影響嚴重，計算結果可信度降低;儲層的中心位置SP受圍巖影響小，計算結果的可信度較高。

(3)對于厚度小于3m的儲層，其SP純泥巖值的選取可進行適當的調整，以減少圍巖對儲層SP幅度的影響。

3 含水飽和度計算模型優(yōu)化應用

勝利油區(qū)低電阻率油層主要有3種類型:高地層水礦化度型、高泥質含量型和高束縛水飽和度型。在實際的儲層測井評價工作中針對不同類型的油層應用不同的模型計算地層含水飽和度。對巖性較純的高地層水礦化度型低電阻率油層，在實驗室中模擬地層的溫度、壓力和地層水礦化度條件，測量巖石樣品的a、b、m、n值，然后應用經典的阿爾奇方程就可得到滿足油田生產需要的含水飽和度參數。對泥質成分以黏土礦物為主的黏土附加導電型低電阻率油層，使用陽離子交換模型及其應用技術方法［4］計算地層含水飽和度，以降低或消除黏土附加導電性對含水飽和度計算的影響。對儲層巖石顆粒細、泥質成分以細粉砂巖為主的高束縛水低電阻率油層，應用混合泥質模型［5］及其改進形式［6］計算地層含水飽和度，在實際應用中效果良好。改進的混合泥質模型表達式為

式中，Rt、Rsh、Rw分別為地層、泥質和地層水電阻率，Ω·m;φ為有效孔隙度，小數;Vsh為泥質含量，小數;Sw為含水飽和度，小數;a、m、d分別為巖性系數、孔隙度指數和泥質指數，無量綱。

4 多參數組合油水識別方法

通過對計算結果與試油數據進行統計分析，依據不同參數對含油反映靈敏度的不同，定義3個判別參數。第1判別參數P1為含水飽和度，P1=Sw;第2判別參數P2為阿爾奇視地層水電阻率與自然電位視地層水電阻率之比，P2=Rwa，Ar/Rwa，sp;第 3 判別參數P3為視自然電位與測量自然電位的比值，P3=SPa/SP。利用3個判別參數建立油、水層判別標準。表1為勝利油區(qū)SN10區(qū)塊和LH7區(qū)塊油、水層多參數判別標準。儲層為油層要同時滿足全部3個條件;油水同層至少要滿足其中的2個條件;含油水層(水層)至少也要滿足其中的2個條件。

表1 SN10區(qū)塊、LH7區(qū)塊油水層多參數判別標準

5 應用效果

低電阻率油層多參數識別技術應用于勝利油區(qū)的SN10區(qū)塊和LH7區(qū)塊共52口井的儲層測井評價，對低電阻率油層和低油/水電阻率對比度油層的識別成功率達到85%以上，取得了良好的應用效果。

S13井為SN10區(qū)塊的1口評價井，油氣目的層為沙三段，儲層巖性以粉砂和細砂巖為主、夾泥質細砂巖，平均孔隙度17.8%、平均滲透率28 ×10－3μm2。圖1為S13井測井數據處理綜合成果圖。主要目的層16號層的測井評價難點在于，①測量的深探測電阻率不高，深感應電阻率在2.3～3.1Ω·m之間，鄰近8號水層深感應電阻率為2.05～4Ω·m，其深探測電阻率與水層比較接近;②深-中-淺三探測電阻率組合表現出明顯的高侵電阻率剖面(R淺＞R中＞R深)，為水層的測井響應特征，這給油水識別造成了很大的疑惑。多參數綜合評價技術測井數據處理成果顯示，雙視地層水電阻率重疊、雙自然電位重疊均指示該層含油;判別參數P1、P2指示為油層;P3在中部及上部指示為油層，只是在底部數值降低，判別為油水同層;測井資料綜合分析16號層解釋為上油層下油水同層;15及17號層分別解釋為油層、油水同層。對15、16號層進行射孔試油，射孔井段3161.8 ～3170m，經壓裂改造后日產油6.7t，含水50%，出水的原因是儲層經壓裂后底水上竄，測井解釋結論與試油結論基本一致。

圖1 S13井測井數據處理綜合成果圖

L17井為LH7區(qū)塊的1口評價井，目的層明化鎮(zhèn)組，儲層巖性以細砂巖、粉砂巖和泥質粉砂巖為主，平均孔隙度33.5%、平均滲透率1500 ×10－3μm2，屬高孔隙度高滲透率、易出砂疏松砂巖儲層。地層水較淡，礦化度變化范圍1700～2800mg/L，水型為NaHCO3。該井目的層3號層的評價難點:①目的層段地層水較淡，水層電阻率高(約10Ω·m)，且處于礦化度多變的地帶;②該層深側向電阻率最高11Ω·m，與水層電阻率對比度低(約1.1倍)，且由于是海水泥漿鉆井，造成所有儲層都為低侵電阻率剖面特征，無法利用電阻率組合的侵入特征來區(qū)分油水層。圖2為L17井測井數據處理綜合成果圖。3號層深側向電阻率7～11Ω·m，鄰近1號水層深側向電阻率7～10Ω·m;3號層的流體性質難于判斷。多參數綜合分析顯示，該層上半部雙視地層水電阻率重疊、雙自然電位重疊指示含油性良好，參數P1、P2、P3判別為油層;下半部各個參數顯示含油性變差，判識為油水同層。測井綜合解釋3號層為上油層下油水同層。射開3號層上半部1541～1545 m進行試油，螺桿泵抽，轉速50r/min，日產油19.76 t，含水38%，地層水總礦化度2569mg/L。油層含水的原因是該層底部已見到底水，再加上用抽力很大的螺桿泵進行抽吸，致使底水上竄，測井解釋結論與試油結論相符合。

圖2 L17井測井數據處理綜合成果圖

6 結論

(1)多參數油水識別技術適用于勝利油區(qū)砂泥巖剖面地層的油水評價，特別對低電阻率油層、低油/水電阻率對比度油層的識別效果良好。

(2)對于不同區(qū)塊的儲層評價，判別參數P1、P2、P3的油、水層判別標準應進行適當的調整，以適應不同的地層條件。

(3)厚度小于3m或井眼垮塌嚴重的儲層其計算結果的可靠性降低。

(4)對自然電位進行層厚校正是該項技術今后要進一步完善提高的研究方向。

［1］ 中國石油勘探與生產公司.低電阻率油氣藏測井識別評價方法與技術［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2006:301-305.

［2］ 張曉明，王曉紅，鄭秀臣，等.鐵邊城地區(qū)深層低電阻率油層成因及測井識別技術［J］.測井技術，2010，34(4):360-364.

［3］ 洪有密.測井原理與綜合解釋［M］.東營:中國石油大學出版社，1993:39-42.

［4］ 李山生，黃質昌，杜蕊，等.Waxman-Smist模型中參數B和QV計算方法研究［J］.測井技術，2012，36(3):244-249.

［5］ 雍世和，張超謨.測井數據處理與綜合解釋［M］.東營:中國石油大學出版社，2002:174-178.

［6］ 黃質昌，黃新平，冷洪濤.東營凹陷DX176塊低電阻率油層評價技術［J］.測井技術，2010，34(5):457-461.